El segundo tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de generación renovables y almacenamiento en Puerto Rico no ha alcanzado su meta de contratación fijada en 1000 MW para ofertas de energía y 500 MW equivalente en baterías.
Durante la última Reunión Regular de la Junta de Gobierno de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) se recomendó la adjudicación de solo dos proyectos fotovoltaicos (20 MW y 40 MW) y uno de almacenamiento (60 MW/4hs).
Desde la AEE alegaron que los costos presentados en el segundo tramo son más altos que el promedio de los contratos ya firmados para el primer tramo, pero más bajos que el más caro de ese grupo.
Aquello despertó el malestar de los participantes de esta convocatoria ya que argumentan que el aumento promedio de las ofertas se debe a los altos costos de interconexión que LUMA estimó para este segundo tramo, que resultan superiores a los estimados para el primer tramo.
Al respecto, es preciso indicar que un elemento fundamental para que un proyecto de generación de energía renovable sea viable es la disponibilidad de interconexión. Actualmente, los puntos de interconexión en Puerto Rico estarían saturados, con lo cual necesitan adecuaciones que incrementan los costos y hacen inviable los proyectos.
“Por ejemplo, para el tranche 1 un proyecto de 80 MW tenía 8 millones de dólares de costos de interconexión, para el tranche 2 a un proyecto con las mismas características le cuesta 22 millones”, advirtió un participante de este proceso.
Los costos de interconexión no serían la única problemática identificada por los participantes del proceso. Por otro lado, la larga cadena de retrasos y burocracia para que la AEE, LUMA, el NEPR y el FOMB aprueben las propuestas, supone una incertidumbre importante que los desarrolladores tienden a traspasar en su precio final (ver detalle al pie).
Aquello envía una señal errónea a los potenciales desarrolladores e inversionistas internacionales que juegan un papel fundamental para materializar la transformación del sistema eléctrico de Puerto Rico.
“Es evidente que la AEE, el NEPR y el FOMB no son capaces de ejecutar de manera efectiva un proceso de solicitud de propuestas para energías renovables para satisfacer los objetivos establecidos en la Ley de Política Pública Energética”, cuestionaron desarrolladores.
Desde la perspectiva de empresas que participaron de ambos procesos y que llevan años invirtiendo recursos en Puerto Rico, estas situaciones crean frustración y desmotivación porque no pone en riesgo sólo la ejecución de su cartera de proyectos.
No hay que perder de perspectiva que las empresas internacionales contribuyen de forma significativa al avance del desarrollo sostenible de Puerto Rico, impactando de manera positiva a numerosos sectores de la actividad económica, el medio ambiente y los mercados laborales.
Un contexto marcado por demoras e incertidumbre
En 2019, la Legislatura de Puerto Rico aprobó la Ley de Política Pública Energética (Ley 17-2019), en la cual se establece una Cartera de Energía Renovable con el fin de alcanzar un mínimo de 40% para el 2025; 60% para el 2040; y 100% para el 2050.
Para cumplir con el mandato de la Ley 17-2019 y alcanzar el 40% para el 2025, la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y el Negociado de Energía (NEPR) iniciaron un proceso de solicitud de propuestas (RFP por sus siglas en inglés) para la contratación de 3,750 MW de capacidad de generación con empresas privadas a través de fuentes renovables de energía y 1,500 MW de almacenamiento de energía a través de sistemas de baterías.
En febrero del 2021, fue publicado el primer tramo de solicitud de propuestas buscando obtener 1000 MW con capacidad de producir energía renovable y 500 MW con capacidad para almacenamiento de energía.
Posteriormente, en febrero del 2022, el NEPR aprobó 18 contratos (PPOA, por sus siglas en inglés) que fueron firmados entre junio y agosto del 2022. Sin embargo, ninguno de los 18 contratos aprobados alcanzó un cierre financiero debido principalmente por altos costos de interconexión y que los precios presentados originalmente ya no eran viables.
Para abordar estas preocupaciones, en abril del 2023, el NEPR ordenó a los desarrolladores que presentaran ofertas actualizadas. Finalmente, en septiembre del 2023, 32 meses después, fueron aprobadas 11 propuestas que totalizaron 830 MW con capacidad renovable y 2 propuestas que totalizaron 200 MW/4hr con capacidad para almacenamiento.
No obstante, al menos cinco contratos renovables fueron cancelados en Puerto Rico, de acuerdo con declaraciones del Comité de Contratación y Asuntos Regulatorios. Por lo que, en el marco del RFP “Tranche 1” en el cierre del 2023 quedaron 10 proyectos confirmados sumarán 765 MW de capacidad acumulada, proveniente de 8 proyectos de generación que totalizan 565 MW y 2 de baterías de 100 MW cada uno.
Adicional a esto, durante este año tres proyectos de almacenamiento de energía (BESS) por un total de 150 MW habrían avanzado con contratos mientras que en paralelo la AEE estaría transitando un proceso de discusión de aspectos técnicos y contractuales para reconsiderar otros cuatro proyectos de baterías en Naguabo, Yabucoa, Santa Isabel y Barceloneta, que totalizan 260 MW.
Con ese precedente, contar con Accion Group como coordinador independiente de nuevas convocatorias de solicitudes de propuestas prometía cambios para mejorar los procesos y selección de adjudicados.
Sin embargo, tras trascender en junio de este año 2024 que no se cubrieron los requerimientos del segundo tramo publicado en septiembre del 2022 que pretendía obtener 1000 MW con capacidad de producir energía renovable y 500 MW con capacidad para almacenamiento de energía, genera malestar en el sector.
Ahora, veintidós meses después de que la AEE apenas recomendó para aprobación dos propuestas que totalizaron 60 MW con capacidad renovable y una propuesta para 60 MW/4hr con capacidad para almacenamiento, el inversionista ve con recaudos el tercer tramo que avanza en paralelo.
Si bien, en las próximas semanas se podría renegociar nuevos precios y se anuncien nuevos proyectos recomendados para adjudicación final (existe un precedente así en el primer tramo) aún queda la incertidumbre de cómo ser competitivos a los ojos de las autoridades del sector energético si se mantienen altos los costos de interconexión.
“Para ser efectivos en los siguientes procesos de solicitud de propuestas, la AEE, el NEPR y el FOMB deben acordar y establecer un precio de referencia para que los desarrolladores e inversionistas determinen si con dicho precio su proyecto es viable”, planteó un participante en exclusiva para Energía Estratégica.
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